نوع مقاله : مقاله پژوهشی
نویسندگان
1 گروه زمین شناسی نفت و حوضه های رسوبی- دانشکدة علوم زمین- دانشگاه شهید چمران اهواز- اهواز- ایران
2 گروه زمین شناسی نفت و حوضه های رسوبی- دانشکده علوم زمین- دانشگاه شهید چمران اهواژ- اهواز- ایران
چکیده
کلیدواژهها
موضوعات
عنوان مقاله [English]
نویسندگان [English]
Abstract
In this research, the organic matter present in the Pabdeh Formation is investigated using Rock-Eval pyrolysis and organic petrographic techniques. For this purpose, a total of 22 cutting samples were collected at 50-meter intervals from 3 wells in the Kilur-Karim Oilfield. According to hydrogen index (HI) versus maximum temperature (Tmax) diagrams, the Pabdeh Formation in this oilfield contains type II/III kerogen, with thermal maturity corresponding to the early stages of hydrocarbon generation. In general, according to the Rock-Eval pyrolysis data, the middle parts of the Pabdeh Formation show a higher potential for hydrocarbon generation. On the other hand, organic petrography results show that samples from the middle parts of the Pabdeh Formation contain high amounts of amorphous organic matter along with solid bitumen. In addition, the upper and lower parts of this formation contain lower amounts of organic matter and mainly have abundant fossil content. A combination of results from two analytical techniques reveals that the Pabdeh Formation in the Kilur-Karim Oilfield contains a relatively organic-rich zone in the middle, which is surrounded by organic-poor facies above and below. These results can be helpful for a better understanding of the organic facies and palaeodepositional environments of the Pabdeh Formation in the study area.
Keywords: Pabdeh Formation, Organic petrography, Organic facies, Kilur-Karim Oilfield
Introduction
In this study, the organic geochemical characteristics of the Pabdeh Formation in the Kilur-Karim Oilfield have been investigated using the Rock-Eval pyrolysis and organic petrography methods. The Kilur-Karim Oilfield is one of the hydrocarbon fields located in the southern Dezful Embayment, which is located in the vicinity of the Bibi Hakimeh Oilfield about 40 km north of the Persian Gulf. This oilfield generally has a northwest-southeast trend and is separated from the Bibi Hakimeh structure by a thrust from the north side.
It is worth mentioning that in previous studies, the organic geochemistry of the Pabdeh Formation has been investigated using different geochemical techniques (such as Rock-Eval pyrolysis and gas chromatography-mass spectrometry analyses) and also modeling techniques (Alizadeh et al. 2012, 2020; Karimi et al. 2016; Vatandoust et al. 2020; Safaei-Farouji et al. 2021). However, microscopic studies have not been conducted on this formation so far. Therefore, the organic petrographic characteristics of the Pabdeh Formation remain largely undocumented in the Zagros Basin. The purpose of the present study is to investigate the organic matter contained in the Pabdeh Formation using organic petrographic techniques in order to better understand its Palaeodepositional environments. In addition, organic petrographic results are used in combination with the Rock-Eval pyrolysis data to throw light on the organic facies of the Pabdeh Formation.
Materials & Methods
In this study, a total of 22 cutting samples from the Pabdeh Formation were analyzed using a Rock-Eval 6 pyrolysis instrument. The Rock-Eval 6 device is one of the most cost-effective laboratory methods for the geochemical evaluation of hydrocarbon source rocks and for the evaluation of thermal maturity (Lafargue et al. 1998). Among the advantages of this device are raising the analysis temperature to about 850 degrees centigrade, measuring the amount of total organic carbon (TOC) with higher accuracy, as well as distinguishing between organic and inorganic carbon (Behar et al. 2001). In this study, the standard method (Espitalié et al. 1977; Peters 1986) was followed for Rock-Eval pyrolysis. The cutting samples were taken at regular intervals of 50 meters from the studied wells. Since the Pabdeh Formation in the studied wells was drilled with oil-based mud, to remove the effects of contamination, first the samples were washed using a solvent (diluted chloroform) or detergent and placed in the oven for 72 hours. In the next step, the allochthonous organic matter (such as mica pieces and iron shavings) was separated from the samples. The cleaned samples were pulverized into pieces smaller than 80 microns using a mortar and 50 to 70 mg of them were subjected to the Rock-Eval pyrolysis.
This analytical method provides valuable data, including numbers of peaks, that enable geochemists to infer the amount, type and maturity of the organic matter.
One of the applications of the data derived from the Rock-Eval pyrolysis is to plot HI data either in front of the oxygen index (OI) or Tmax data (Hunt 1996). These diagrams are used to determine the type of organic matter and thermal maturity respectively (Tissot and Welte 1984; Dembicki 2009). In addition, data from the Rock-Eval pyrolysis can be used for drawing geochemical logs, which provide an opportunity to investigate the vertical and lateral changes in geochemical characteristics (Peters and Cassa 1994; Peters 1986).
A number of geochemical parameters are calculated based on the raw data provided by the Rock-Eval device. The HI is calculated from the ratio of S2 to the TOC and the OI is calculated from the ratio of S3 to the TOC. Finally, the hydrocarbon generation potential is calculated using the ratio of the S1/(S1+S2) (Behar et al. 2001).
In this research, after carefully investigating the results from the Rock-Eval pyrolysis (22 samples of Pabdeh Formation), a total of 10 samples were selected for organic petrographic studies. For this purpose, polished pellets were prepared according to standard methods (Taylor et al. 1998). At first, the cuttings were placed inside the epoxy resin in a way that the resin penetrated into the space between all the particles. Then, an activator was added to the prepared mixture and after hardening, the surface of the samples was polished (Bustin et al. 1983). For organic petrographic inspection, the polished pellets were examined using a Zeiss-AxioPlan-II reflective microscope under 100x magnification and in oil immersion.
Discussion of Results & Conclusion
We report the results of Rock-Eval pyrolysis and organic petrography of samples related to the Pabdeh Formation in three wells of the Kilur-Karim Oilfield. According to the HI versus OI diagram, this formation contains type II/III kerogen, which is at the beginning of the hydrocarbon generation window. According to diagrams of S1+S2 versus TOC, the hydrocarbon generation potential of the Pabdeh Formation in this oilfield is fair to good. The relatively high values of S2 and TOC in the middle parts of the Pabdeh Formation indicate that these parts are richer than the lower and upper parts. Based on organic petrographic observations, the middle parts of the Pabdeh Formation were deposited under anoxic conditions and contain significant amounts of amorphous organic matter. The upper and lower parts of this formation were deposited under oxic conditions and contain lower concentrations of organic matter. These results support the conclusion that the middle parts of the Pabdeh Formation contain a distinct type of organic facies, which has higher hydrocarbon generation potential. On the other hand, the lower and upper parts of the Pabdeh Formation are characterized by poor organic facies with limited generative potential. Our results suggest that this pattern of organic facies variation within the Pabdeh Formation is mainly controlled by the palaeo-depositional conditions.
As a result, it can be concluded that only the middle parts of the Pabdeh Formation in the studied oilfield have hydrocarbon generation potential. These results can be helpful not only for modeling hydrocarbon systems, but they are also very important in reconstructing the palaeodepositional conditions during the deposition of the Pabdeh Formation.
کلیدواژهها [English]
مقدمه
در این مطالعه، خصوصیات ژئوشیمیایی آلی سازند پابده در میدان نفتی کیلورکریم بررسی شده است (شکل1). میدان نفتی کیلورکریم، یکی از میدانهای هیدروکربنی واقع در فروافتادگی دزفول جنوبی است که در مجاورت میدان نفتی بیبیحکیمه و در حدود 40 کیلومتری شمال خلیجفارس قرار گرفته است (شکل1). این میدان بهطور کلی، روند شمالغربی ـ جنوبشرقی دارد و با یک راندگی از طرف شمال، از ساختمان بیبی حکیمه جدا شده است (شکل1).
شکل 1- موقعیت مکانی میدان نفتی کیلورکریم در حوضۀ زاگرس و چاههای مطالعهشده در این میدان
Fig 1- Generalized geographic location of the Kilur-Karim Oilfield and the approximate location of the wells selected for the purpose of this study
شایان ذکر است که در مطالعات پیشین، ژئوشیمی آلی سازند پابده، با استفاده از روشهای ژئوشیمیایی مختلف (همانند روش پیرولیز راک ـ ایول و کروماتوگرافی گازی ـ طیفسنجی جرمی)[1] و همچنین با استفاده از روشهای مدلسازی بررسی شده است (Alizadeh et al. 2020; Alizadeh et al. 2012; Karimi et al. 2016; Safaei-Farouji et al. 2021; Vatandoust et al. 2020)؛ اما تاکنون مطالعات میکروسکوپی، برای بررسی دقیقتر اجزای آلی و ارزیابی پتروگرافی آلی سازند پابده، انجام نشده است. هدف از انجام مطالعۀ حاضر، بررسی مواد آلی موجود در سازند پابده، با استفاده از روشهای پتروگرافی آلی و تخمین شرایط رسوبی دیرینة این سازند است. علاوه بر این، استفاده از نتایج پتروگرافی آلی در کنار نتایج پیرولیز راک ـ ایول، امکان بررسی رخسارة آلی سازند پابده را نیز فراهم کرده است.
زمینشناسی منطقۀ مطالعهشده
میدان نفتی کیلورکریم، یکی از میدانهای هیدروکربنی واقع در فروافتادگی دزفول جنوبی است که در مجاورت میدان نفتی بیبیحکیمه و در حدود 40 کیلومتری شمال خلیجفارس قرار گرفته است (شکل1). بهطور کلی روند کلی این میدان، شمالغربی ـ جنوبشرقی است و با یک راندگی از طرف شمال، از ساختمان بیبی حکیمه جدا شده است. در محل برخورد گسل با محور ساختمانی کیلورکریم، جابهجایی قائم تقریباً 100 متر است. سنگ منشأ پابده، جوانترین سنگ منشأ موجود در فروافتادگی دزفول است که در بیشتر قسمتهای فروافتادگی دزفول، به پختگی لازم برای تولید هیدروکربن نرسیده است (Bordenave 2014; Motiei 1993). این سازند در فروافتادگی دزفول، در محیط احیایی و مناسبی برای تشکیل سنگمنشأ رسوب کرده است (Bordenave and Huc 1995).
شکل 2- ستون چینهشناسی مربوط به دورۀ ترشیاری و کرتاسه در حوضۀ زاگرس (James and Wynd 1965)
Fig 2- Chrono-stratigraphic chart of the Tertiary-Cretaceous time intervals in the Zagros basin of Iran (James & Wynd 1965).
مرز زیرین سازند پابده با سازند گورپی، یک ناپیوستگی دارد و مرز بالایی آن با سازند آسماری، بهصورت تدریجی است (Motiei 1993). ازنظر تکامل تکتونواستراتیگرافی[2]، تهنشینی این سازند در یک حوضة پیشخشکی انجام شده است که با یک برآمدگی از حوضة اقیانوسی[3] تتیس جدا میشد (Alipour 2023). بهطور کلی، سازند پابده در چاههای مطالعهشده از میدان کیلورکریم، ضخامتی حدود ۲۵۰ تا ۳۰۰ متر دارد و از تناوب مارل و آهک تشکیل شده است.
مواد و روشها
روش پیرولیز راک ـ ایول
در این مطالعه، ۲۲ نمونۀ خردۀ حفاری از سازند پابده با استفاده از دستگاه راک ـ ایول 6 آنالیز شد. این نمونهها با فواصل منظم ۵۰ متری از چاه مطالعهشده برداشته شدند. دستگاه راک ـ ایول 6 یکی از مقرون بهصرفهترین روشهای آزمایشگاهی برای ارزیابی سنگ منشأ و اندازهگیری مقدار کربن آلی[4] است (Lafargue et al. 1998). ازجمله مزایای این دستگاه، بالابردن دمای آنالیز تا حدود 850 درجۀ سانتیگراد، اندازهگیری مقدار کل کربن آلی با دقت بالاتر و قدرت تمایز میان کانیهای کربناتی و کربن معدنی[5] است (Behar et al. 2001).
برای انجام پیرولیز راک ـ ایول در این مطالعه، از روش استاندارد (Espitalié et al. 1977; Peters 1986) تبعیت شده است. با توجه به اینکه سازند پابده در چاههای مطالعهشده با گل پایۀ روغنی[6] حفاری شده است، برای رفع آثار آلودگی، ابتدا نمونهها با استفاده از حلال (کلروفورم رقیق شده)[7] یا دیترجنت شسته و به مدت 72 ساعت، در داخل آون قرار داده شد؛ در قدم بعدی، هر گونه مواد نابرجا[8] (مانند قطعات میکا و برادههای آهن) از داخل نمونههای خردههای حفاری جدا شدند؛ سپس این نمونهها با استفاده از هاون چینی به قطعات ریزتر از ۸۰ میکرون پودر و مقدار ۵۰ تا ۷۰ میلیگرم از آنها بهمنظور ارزیابی ژئوشیمیایی بهوسیلهی پیرولیز راک ـ ایول آنالیز شدند.
یکی از کاربردهای دادههای حاصل از پیرولیز راک ـ ایول، پلاتکردن دادههای شاخص هیدروژن[9] در مقابل دادههای شاخص اکسیژن[10] و یا دادههای Tmax است (Hunt 1996). از این نمودارها برای تعیین نوع مادۀ آلی و ارزیابی میزان بلوغ حرارتی[11] استفاده میشود (Dembicki 2009; Tissot and Welte 1984). همچنین با استفاده از دادههای به دست آمده از روش پیرولیز راک ـ ایول، لاگهای ژئوشیمیایی[12] ترسیم و به این ترتیب تغییرات عمودی و جانبی خصوصیات ژئوشیمیایی بررسی شد (Peters and Cassa 1994; Peters 1986).
علاوه بر این، تعداد زیادی از پارامترهای ژئوشیمیایی نیز با دستگاه راک ـ ایول اندازهگیری یا محاسبه میشوند. بهطور خلاصه، پیک S1، بیانگر مقدار هیدروکربنهای آزاد[13] در نمونه است که در دمای300 درجۀ سانتیگراد تبخیر و در واحد میلیگرم هیدروکربن در هر گرم سنگ بیان میشود (Behar et al. 2001; Hunt 1996). پیکS2 ، بیانگر مقدار هیدروکربنهایی است که در دمای300 تا600 درجۀ سانتیگراد در اثر تجزیۀ کروژن و ترکیبات سنگینتر مانند رزینها و آسفالتنها آزاد میشوند. پیک S3، بیانگر ترکیبات اکسیژنداری است که در دمای390 تا 600 درجۀ سانتیگراد، تجزیه و با واحد میلیگرم در هر گرم سنگ نمایش داده میشود (Behar et al. 2001). دادههای Tmaxبیانگر میزان دماییاند که پیک S2 ، پیشینۀ خود را در آن نشان میدهد و بهعنوان یک پارامتر نسبتاً مناسب برای ارزیابی بلوغ حرارتی نمونۀ سنگمنشأ استفاده میشود (Lafargue et al. 1998). شاخص هیدروژن، از نسبت S2 به مقدار کل کربن آلی و شاخص اکسیژن، از نسبت S3 به مقدار کل کربن آلی محاسبه میشود. درنهایت، شاخص پتانسیل هیدروکربنزایی[14]، حاصل نسبت S1/(S1+S2) است (Behar et al. 2001).
روش پتروگرافی آلی
هدف از پتروگرافی آلی، تخمین میزان بلوغ حرارتی، شناسایی انواع مختلف مواد آلی و فراوانی آنها و درنهایت پیبردن به وجود یا وجودنداشتن هیدروکربنهای مهاجرتیافته[15] در لایههای شیلی غنی از مواد آلی است (Hackley et al. 2020; Taylor et al. 1998). بهطور کلی، مادۀ آلی پراکنده[16] در شیلهای سیاه، به دو دستة ماسرالهای اولیه و ماسرالهای ثانویه تقسیم میشوند (شکل3) (Mastalerz et al. 2018). ماسرالهای اولیه (شامل ویترینایت، اینرتینایت، لیپتینایت و زوکلاستها)، در زمان رسوبگذاری و همزمان با تشکیل زمینۀ معدنی تهنشین میشوند (Liu et al. 2022) و در مقایسه، ماسرالهای ثانویه نتیجۀ دگرسانی ماسرالهای اولیه در طول بلوغ حرارتیاند (Liu et al. 2022; Mastalerz et al. 2018).
شکل 3- نامگذاری مواد آلی اولیه و ثانویه با استفاده از روشهای ژئوشیمی آلی و پتروگرافی آلی (Mastalerz et al. 2018)
Fig 3- Classification of primary and secondary macerals based on organic geochemistry and organic petrographic methods (Mastalerz et al. 2018)
بهطور کلی، ماسرال ویترینایت، از گیاهان عالی زمینی مشتق شده است (Taylor et al. 1998). این ماسرالها پتانسیل زایش نفت پایینی دارند و معمولاً مستعد زایش گاز متاناند (Peters and Cassa 1994). ماسرال ویترینایت، بهصورت تیپیک وکروژن نوعIII طبقهبندی شده است (Stach et al. 1982). معمولاً از انعکاس ویترینایت[17] برای ارزیابی بلوغ حرارتی مواد آلی موجود در سنگهای منشأ هیدروکربنی استفاده میشود (Liu et al. 2020; Taylor et al. 1998).
ماسرال اینرتینایت، از مادۀ آلی آواری[18] مشتق میشود (Taylor et al. 1998). این ماسرالها، تقریباً هیچ پتانسیلی برای زایش هیدروکربن ندارند و بهصورت تیپیک و کروژن نوع IV طبقهبندی میشوند (Stach et al. 1982). وقوع آتشسوزی دیرینه یا اکسیداسیون مواد آلی قبل از رسوبگذاری، ازجمله مهمترین عواملی است که باعث به وجود آمدن ماسرالهای اینرتینایت در سنگهای منشأ میشود (Alipour et al. 2021; Taylor et al. 1998).
ماسرالهای گروه لیپتینایت، عموماً توان نفتزایی بالایی دارند و بهصورت تیپیک و کروژن نوع I و II طبقهبندی میشوند (Mastalerz et al. 2018). ازجمله ماسرالهای لیپتینایت که بهطور رایج در شیلهای غنی از مواد آلی دیده میشوند، به آلژینایت[19] و مادۀ آلی آمورف[20] اشاره میشود (Mastalerz et al. 2018). شایان ذکر است که مادۀ آلی آمورف، بیتومینایت[21] یا آمورفینایت[22] نیز نامیده میشود (Mastalerz et al. 2018). در حقیقت، مادة آلی آمورف، به مادۀ آلی بدون ساختار در شیلهای سیاه گفته میشود که از بقایای تخریبشدۀ فیتوپلانکتونها، بقایای حاصل از مرگ و میر زئوپلانکتونها و اجساد حاصل از تودههای باکتریایی مشتق شده است (Pickel et al. 2017; Teng et al. 2021).
مواد آلی ثانویه، شامل بیتومن جامد[23] و پیروبیتومن[24] است (شکل 3) (Mastalerz et al. 2018). از دیدگاه پتروگرافی آلی، سالیدبیتومن و پیروبیتومن، زمانی مایعات با گرانروی بالا بوده و بعدها بهصورت مواد جامد، فضای خالی بین و درون دانههای معدنی را پر کردهاند (Hackley et al. 2018; Liu et al. 2020; Mastalerz et al. 2018; Teng et al. 2021).
در مطالعة حاضر، پس از بررسی دادههای حاصل از پیرولیز راک ـ ایول از چاه1 (۲۲ نمونۀ خردۀ حفاری مربوط به سازند پابده)، تمامی ۱۰ نمونه برای انجام مطالعات پتروگرافی آلی انتخاب شدند (جدول ۱). برای این منظور،قرصهای صیقلی مطابق با روشهای استاندارد، در آزمایشگاه زمینشناسی نفت دانشگاه شهید چمران اهواز تهیه شدند (Taylor et al. 1998). خردههای حفاری در ابتدا، در داخل چسب رزین اپوکسی[25] قرار داده شدند تا رزین به فضای میان تمام ذرات نفوذ کند؛ سپس یک فعالساز به ترکیب تهیهشده اضافه و بعد از سفتشدن، سطح نمونهها صیقل داده شد (Bustin et al. 1983). برای انجام مطالعات پتروگرافی آلی در این مطالعه، قرصهای صیقلی تهیهشده با استفاده از میکروسکوپ انعکاسی مدل Zeiss-AxioPlan-II موجود در آزمایشگاه نفت دانشگاه شهید چمران اهواز، با بزرگنمایی 100 برابر و به حالت مستغرق در روغن امرسیون[26] مطالعه شد.
نتایج
نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول
نتایج حاصل از آنالیز راک ـ ایول، نمونههای سازند پابده در میدان کیلورکریم، نشاندهندۀ حضور نسبتاً چشمگیر مواد آلی در سازند مطالعهشده است که بهصورت مقادیر TOC در محدودة 20/۰ تا 2۵/2 و مقادیر S2 در محدودة 70/0 تا 75/۸ ثبت شدهاند (جدول ۱).
بهمنظور اطمینان از حضور هیدروکربنهای برجا و آغشتهنشدن نمونهها به هیدروکربنهای نابرجا، از نمودار S1 در مقابل TOC استفاده شده است (شکل a4). در این نمودار نسبت خط S1/TOC معادل ۵/۱ است. مقادیر کمتر از آن، نشاندهندۀ هیدروکربنهای برجا و بالاتر از این مقدار، دلالت بر وجود هیدروکربنهای نابرجاست (Hunt 1996). بر این اساس، مقادیر پایین S1 در مقابل مقادیر بالای TOC، وجود هیدروکربنهای برجا را نشان میدهد. طبق این نمودار، در چاههای مربوط به میدان مطالعهشده، هیچگونه آثاری از هیدروکربنهای نابرجا و مهاجرتیافته در سازند پابده مشاهده نمیشود و هیدروکربنها مربوط به خود سنگمنشأ هستند (شکل a4).
بهمنظور ارزیابی پتانسیل هیدروکربنزایی سازند پابده در این میدان، از نمودار تغییرات S2 در مقابل TOC استفاده شده است (شکلb 4). براساس این نمودار، پتانسیل هیدروکربنزایی سازند پابده در چاههای مربوط به میدان کیلورکریم، گسترۀ وسیعی از متوسط تا خوب دارد (شکل b4).
جدول ۱- نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول نمونههای سازند پابده در چاه1 از میدان نفتی کیلورکریم (نمونههای انتخابشده برای مطالعات پتروگرافی آلی، با علامت ستاره مشخص شدهاند)
Table 1- Results from Rock-Eval pyrolysis of Pabdeh samples from well#1 of the Kilur-Karim Oilfield (Samples selected for organic petrographic studies, are shown with asterisk)
|
Formation |
Oilfield |
Well No. |
Depth (m) |
PI (S1/S1+S2) |
S1 (mg HC/g rock) |
S2 (mg HC/g rock) |
Tmax (֯C) |
HI (mg HC/g TOC) |
OI (mg CO2/g TOC) |
TOC (wt%) |
|
Pabdeh |
Kilur-Karim |
KK-1 |
2802* |
0.17 |
0.65 |
3.23 |
433 |
434 |
110 |
0.74 |
|
2849* |
0.14 |
1.2 |
7.34 |
436 |
419 |
87 |
1.75 |
|||
|
2903* |
0.18 |
1.49 |
6.65 |
433 |
481 |
74 |
1.38 |
|||
|
2948* |
0.15 |
1.44 |
8.25 |
435 |
521 |
94 |
1.58 |
|||
|
3043* |
0.18 |
0.92 |
4.25 |
436 |
431 |
76 |
0.99 |
|||
|
KK-2 |
3070 |
0.27 |
0.26 |
0.7 |
434 |
390 |
205 |
0.18 |
||
|
3121 |
0.31 |
0.42 |
0.95 |
433 |
272 |
107 |
0.35 |
|||
|
3169* |
0.31 |
0.79 |
1.74 |
433 |
331 |
63 |
0.52 |
|||
|
3224* |
0.21 |
1.17 |
4.4 |
437 |
519 |
40 |
0.85 |
|||
|
3278* |
0.12 |
0.86 |
6.52 |
436 |
496 |
50 |
1.31 |
|||
|
3320* |
0.19 |
0.83 |
3.44 |
437 |
439 |
75 |
0.78 |
|||
|
3368 |
0.33 |
0.38 |
0.76 |
438 |
256 |
175 |
0.3 |
|||
|
KK-4A |
2916 |
0.37 |
1.71 |
2.92 |
435 |
267 |
72 |
1.09 |
||
|
2936 |
0.33 |
2.05 |
4.07 |
430 |
333 |
89 |
1.22 |
|||
|
2956 |
0.25 |
1.29 |
3.82 |
433 |
353 |
93 |
1.08 |
|||
|
2976 |
0.2 |
2.15 |
8.74 |
437 |
387 |
67 |
2.26 |
|||
|
2996* |
0.38 |
1.35 |
2.19 |
435 |
152 |
79 |
1.44 |
|||
|
3016 |
0.22 |
1.71 |
6.13 |
434 |
374 |
80 |
1.64 |
|||
|
3036 |
0.17 |
1.4 |
6.63 |
435 |
364 |
100 |
1.82 |
|||
|
3056 |
0.11 |
0.99 |
7.67 |
434 |
340 |
104 |
2.26 |
|||
|
3076 |
0.26 |
0.75 |
2.15 |
439 |
235 |
223 |
0.92 |
|||
|
3116 |
0.32 |
0.62 |
1.3 |
438 |
163 |
216 |
0.8 |
Note: * = Samples selected for organic petrography
با توجه به اینکه بیشتر نمونههای مطالعهشده از سازند پابده در میدان کیلورکریم، مقادیر شاخص هیدروژن بالاتر از 300 دارند، براساس نمودار HI در مقابل OI، عمدۀ کروژن موجود در نمونههای سازند پابده از نوع II/III است که با وجود مواد آلی آمورف در نمونهها همخوانی دارد (شکلa5). علاوه بر این، با توجه به قرائتهای بالاتر از ۴۳۳ درجه برای پارامتر Tmax، بیشتر نمونههای سازند پابده در چاههای مطالعهشده، در مراحل ابتدایی ورود به پنجرۀ نفتی قرار دارد. این نکته بهخوبی در نمودار HI در مقابل Tmax مشاهدهشدنی است (شکل b5).
شکل 4- نمودار S1+S2 در مقابل TOC (a) و نمودار S1 در مقابل TOC (b) برای مقایسۀ رخداد هیدروکربنهای برجا و نابرجا در چاههای مطالعهشده از میدان نفتی کیلورکریم
Fig 4- Diagrams of S1+S2 versus TOC (a) and S2 versus TOC (b) for compare the autochthonous and allochthonous hydrocarbon in the studied wells from Kilur-Karim Oilfield
شکل 5- نمودار HI در مقابل OI برای تعیین نوع مادۀ آلی (a) و نمودار HI در مقابل Tmax (b) برای ارزیابی بلوغ حرارتی نمونههای سازند پابده در چاههای مطالعهشده از میدان نفتی کیلور کریم
Fig 5- Diagrams of HI versus OI (a) and HI versus Tmax (b) for determining the type and thermal maturity of the organic matter of the Pabdeh Formation in Kilur-Karim Oilfield
علاوه بر این، بررسی دادههای حاصل از پیرولیز راک ـ ایول نمونههای سازند پابده بهصورت عمودی در امتداد چاههای مطالعهشده (شکل 6)، نشان میدهد تغییرات S2 منطبق بر تغییرات TOC است. براساس این تغییرات، یک بخش غنی از مادة آلی در بخشهای میانی سازند پابده قرار دارد که دارای بالاترین مقادیر از دو پارامتر مذکور است (شکل 6).
شکل 6- تغییرات عمودی در دادههای حاصل از پیرولیزراک ـ ایول نمونههای مربوط به سازند پابده در چاههای مطالعهشده از میدان کیلورکریم
Fig 6- Vertical variations in the Rock-Eval pyrolysis data of the Pabdeh Formation in studied well from the Kilur-Karim Oilfield
نتایج حاصل از پتروگرافی آلی
نتایج به دست آمده از مطالعات پتروگرافی آلی بر نمونههای مطالعهشده از سازند پابده، نشان دادند که بخشهای بالا و پایین سازند پابده عمدتاً رخسارۀ فقیر از مادۀ آلی (شکل 7) و بخشهای میانی آن رخسارۀ نسبتاً غنی از مادۀ آلی (شکل 8) دارد. به عبارت دیگر، نمونههای مربوط به بخشهای بالا و پایین سازند پابده، مقدار ناچیزی از مواد آلی آمورف دارند و عمدتاً در بر دارندۀ مقادیر زیادی از بقایای فسیلیاند (شکل 7). در این بخشها، پیریت معمولاً بهصورت شکلدار[27] دیده میشود (شکل7). همچنین ازلحاظ سنگشناسی، بخشهای مذکور عمدتاً از آهک تشکیل میشوند و زمینه نیز به رنگ روشن دیده میشود (شکل 7).
در مقابل، بخشهای میانی سازند پابده، مقادیر درخور توجهی از مواد آلی آمورفاند و پیریتهای موجود در نمونههای مربوط به این بخشها، عمدتاً بهصورت فرمبوئید[28] دیده میشوند (شکل 8). حضور مقادیر چشمگیری از بیتومن جامد در مجاورت مواد آلی آمورف در این قسمتها، نشاندهندۀ آن است که این نمونهها به بلوغ نسبتاً کافی برای زایش هیدروکربن رسیدهاند. شایان ذکر است که وجود پیریت فرمبوئید در سنگهای منشأ، دلالت بر استمرار شرایط احیایی[29] دارند و معمولاً همراه با حفظشدگی بالای مادۀ آلی در داخل سنگاند (Alipour 2022). این بخشها ازنظر سنگشناسی، به رنگ قهوهای تیره دیده میشوند و عمدتاً از مارل تشکیل شدهاند (شکل 8).
با توجه به نتایج حاصل از پتروگرافی آلی (شکل 7 و 8)، سازند پابده در میدان کیلورکریم، یک بخش نسبتاً غنی از مواد آلی دارد که بهوسیلۀ بخشهای فقیرتر در بالا و پایین احاطه شده است. این نتیجهگیری بهخوبی با نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول (شکل 5 و 6) نیز همخوانی دارد. همچنین شایان ذکر است که نتایج حاصل از پتروگرافی آلی، نشانگر حضور بیتومن جامد در بخشهای مختلف از سازند پابده است (شکل 8). حضور این مواد آلی در داخل نمونههای مطالعهشده، شاهدی بر شروع فرآیند هیدروکربنزایی از سازند پابده در میدان مطالعهشده است. البته این گفته با نتایج به دست آمده از پیرولیز راک ـ ایول (شکلb5) همخوانی کامل دارد.
شکل 7- تصاویر میکروسکوپی نمونههای فقیر از مادۀ آلی سازند پابده در چاه 1 (نمونههای a, b, c از اعماق 2802 و 3043 متر) و در چاه ۲ (نمونههای d, e, f از اعماق 3169 و 3320 متر) (مستغرق در روغن و بزرگنمایی100 برابر) (تحت نور انعکاسی)
Fig 7- Microscopic photomicrographs from organic-poor facies of the Pabdeh Formation at well-1 (a, b, and c from 2849 and 3043 meters) and well-2 (d, e, and f from 3169 and 3320 meters) (Oil immersion view 100×) (under reflected light)
شکل 8- تصاویر میکروسکوپی نمونههای غنی از مادۀ آلی سازند پابده در چاه 1 (نمونههای a, b, c از اعماق 2849، 2903 و 2948 متر)، چاه ۲ (نمونههای d, e, f از در اعماق 3224 و 3278 متر) و چاه ۴ (نمونههای g, h, i از عمق 2996 متر) (مستغرق در روغن و بزرگنمایی 100 برابر) (تحت نور انعکاسی)
Fig 8- Microscopic photomicrographs from organic-rich sections of the Pabdeh Formation at well-1 (a, b and c respectively from depths 2849 m, 2903 m and 2948 m), well-2 (d, e and f from depths 3224 m and 3278 m) and well-4A (g, g and h from 2996 m) (Oil immersion view 100×) (under reflected light)
نتیجه
براساس نتایج حاصل از پیرولیز راک ـ ایول و پتروگرافی آلی نمونههای مربوط به سـازند پابده در ۳ چاه از میدان نفتی کیلورکریم، پتانسیل هیدروکربنزایی سازند پابده در این میدان ضعیف تا نسبتاً خوب است. طبق نمودارهای HI در مقابل OI، این سازند دارای کروژن نوع II/III است و در ابتدای ورود به پنجرۀ هیدروکربنزایی قرار دارد. براساس نمودار S2 در مقابل TOC، پتانسیل زایش هیدروکربن نمونههای سازند پابده در این میدان، در محدودۀ متوسط تا خوب قرار دارد. همچنین بالابودن مقادیر S2 و TOC در بخش میانی سازند پابده، نشاندهندة غنیبودن این بخشها نسبتبه بخشهای زیرین و بالایی سازند است. براساس مطالعات پتروگرافی، قسمت میانی سازند پابده با زمینۀ تیرة مارلی در محیط نسبتاً احیایی تشکیل میشود و مقادیر درخور توجهی از مواد آلی آمورف دارد. قسمتهای بالا و پایین این سازند، با زمینۀ آهک روشن در محیط اکسیک تهنشین شده است و مقادیر ناچیزی از مادۀ آلی دارد؛ درنتیجه، فقط بخش میانی سازند پابده در میدان مطالعهشده، پتانسیل هیدروکربنزایی دارد و میتواند در تغذیة احتمالی سیستمهای هیدروکربنی در حوضة زاگرس نقش داشته باشد. این نتایج، نهتنها برای مطالعات مدلسازی سیستمهای هیدروکربنی راهگشاست، در بازسازی شرایط محیط رسوبی دیرینة سازند پابده نیز بسیار حائز اهمیت است.
[1] Gas Chromatography-Mass Spectrometry (GCMS)
[2] Tectono-stratigraphy
[3] Oceanic basin
[4] Total Organic Carbon (TOC)
[5] Mineral Carbon
[6] Oil-based mud
[7] Diluted chloroform
[8] Allochthonous
[9] Hydrogen Index (HI)
[10] Oxygen Index (OI)
[11] Thermal maturity
[12] Geochemical Logs
[13] Free hydrocarbons
[14] Production Index (PI)
[15] Migra-bitumen
[16] Dispersed organic matter
[17] Vitrinite reflectance (VRO%)
[18] Terrigenous organic matter
[19] Alginite
[20] Amorphous organic matter (AOM)
[21] Bituminite
[22] Amorphinite
[23] Solid bitumen
[24] Pyro-bitumen
[25] Epoxy resin
[26] Immersion oil
[27] Euhedral pyrite
[28] Framboidal pyrite
[29] Anoxic conditions
)